24
Bab III Pengolahan Data dan Perhitungan
Pengembangan lapangan Cepu Blok Area E (762.8 km2) atau lebih dikenal lapangan
Banyu-urip merupakan tahap pertama dari lima tahapan pengembangan blok Cepu,
empat tahapan lainnya adalah: Cepu blok Area A (95.16 km2), Cepu blok B (35.27
km2), Cepu blok C (2.39 km2) dan Cepu blok D (12.57 km2) dapat dilihat pada
gambar III.1 terlampir. Plan of Development (POD) tahap I lapangan Banyu-urip
didalam memuat rencana kegiatan: pembangunan fasilitas produksi, skenario
produksi minyak, pembiayaan dan jadwal pelaksanaan proyek.
III.1. Fasilitas Produksi
Pembangunan fasilitas produksi meliputi: pengembangan sumur produksi dan sumur
injeksi, pembangunan Central Processing Facilities (CPF) dan pembangunan jalur
perpipaan dari CPF menuju Floating Storage and Offloading (FSO) yang terletak di
laut utara pulau Jawa.
III.1.1. Pengembangan Sumur produksi
Pengembangan sumur produksi bertujuan untuk optimasi pengurasan minyak pada
reservoir untuk mengoptimalkan produksi minyak di lapangan Banyuurip dibutuhkan
sebanyak 47 sumur yang meliputi :
1. Sumur produksi sebanyak 34 sumur yang terdiri dari:
- Pengeboran sumur produksi dengan target lapisan resevoar karbonat
sebanyak 30 sumur.
- Pengeboran sumur produksi dengan target lapisan resevoar batuan klastik
sebanyak 4 sumur.
2. Sumur injeksi untuk pressure maintenance sebanyak 13 sumur yang terdiri dari:
2 sumur injeksi gas dan 12 sumur injeksi air.
III.1.2. Central Processing Facilities (CPF)
Pembangunan Central Processing Facilities (CPF) dapat dilihat pada gambar II.2
terlampir merupakan fasilitas pemrosesan produksi minyak lapangan di blok Cepu
24
25
secara keseluruhan yang meliputi: fasilitas oil processing, gas dehydration/ injection
dan sistem pengolahan air limbah. Waktu yang dibutuhkan untuk pembangunan
selama empat tahun sejak tahun 2006 sampai dengan akhir tahun 2010. Estimasi
waktu ini merupakan perbandingan waktu pembangunan CPF yang pernah dilakukan
oleh Petrochina pada lapangan Mudi-Tuban dengan kapasitas 30.000 barrel/ hari.
Kapasitas produksi minyak di lapangan blok Cepu secara keseluruhan diperkirakan
mencapai 275 ribu BOPD sehingga pembangunannya akan dilaksanakan menjadi dua
tahapan, yaitu;
1. Pembangunan Central Processing Facilities(CPF) tahap I berkapasitas 90 ribu
BOPD.
2. Pembangunan Central Processing Facilities(CPF) tahap II berkapasitas 185
ribu BOPD, dilakukan apabila kapasitas produksi minyak lapangan Banyu-urip
mencapai 185 ribu BOPD nantinya, hal ini didasarkan pada hasil pengeboran
eksplorasi pada sumur A3 dan A4.
III.1.3. Jalur Pipa Minyak (Export pipeline)
Pembangunan jalur pipa minyak adalah fasilitas yang dibutuhkan dalam penjualan
produksi minyak dari blok Cepu dengan panjang lintasan sejauh 100 kilometer dari
CPF Bojonegoro sampai dengan Floating Storage and Offloading (FSO) yang
terletak di pantai utara kabupaten Tuban. Pembangunan jalur pipa minyak ini
dibedakan menjadi dua karena medan yang dilalui berupa daratan dan lautan
sebagaimana berikut:
1. Pembangunan perpipaan darat dengan diamater pipa 20 inchi, panjang lintasan
sejauh 77 kilometer dengan titik awal Central Processing Facilities (CPF) di
Bojonegoro sampai dengan pantai utara Talang kabupaten Tuban.
2. Pembangunan perpipaan laut dengan diameter pipa 20 inchi, panjang lintasan
sejauh 23 km dengan titik awal pantai utara Talang-Tuban sampai dengan
Floating Storage and Offloading (FSO).
3. Pembangunan dan pengadaan Floating Storage and Offloading (FSO) yang
berfungsi sebagai tempat penyimpanan sekaligus dermaga pemuatan minyak
produksi ke kapal tangker.
26
III.2. Produksi Minyak
Hasil pengeboran sumur eksplorasi yang pernah dilakukan Mobil Cepu Ltd tahun
2000 pada sumur Banyu-urip 03 dan 01 yang dibahas pada bab sebelumnya
merupakan data perkiraan yang belum akurat, sehingga untuk mendapatkan data
cadangan minyak lapangan Banyuurip yang lebih akurat dilakukan pengeboran sumur
eksplorasi baru pada titik sumur P10, P50 dan P90 dan dari analisis reservoarnya
diperkirakan cadangan minyak sebagai berikut :
1. Sumur P 90 memiliki cadangan original oil in place sebesar 615 MMSTB
2. Sumur P 50 memiliki cadangan original oil in place sebesar 894 MMSTB
3. Sumur P10 memiliki cadangan original oil in place sebesar 1.250 MMSTB.
Tabel III.1.Skenario produksi minyak lapangan Banyu urip
Oil BOPD Gas YEAR carbonate clastic
Total (MSCFD)
2009 1,700 - 1,700 0.6 2010 122,000 - 122,000 45.8 2011 164,500 500 165,000 61.7 2012 163,700 1,400.00 165,100 61.7 2013 139,700 1,300.00 141,000 52.4 2014 100,200 1,200.00 101,400 37.6 2015 64,800 1,100.00 65,900 24.3 2016 44,700 1,000.00 45,700 16.7 2017 31,700 1,000.00 32,700 11.9 2018 23,700 900 24,600 8.9 2019 19,300 800 20,100 7.2 2020 16,300 700 17,000 6.1 2021 13,500 700 14,200 5.1 2022 11,500 600 12,100 4.3 2023 10,200 600 10,800 3.8 2024 9,100 500 9,600 3.4 2025 7,800 500 8,300 2.9 2026 6,700 500 7,200 2.5 2027 6,000 400 6,400 2.2 2028 5,300 400 5,700 2 2029 1,700 400 2,100 0.7
TOTAL 964,100.00 14,500.00 978,600.00 361.8
Pembuatan skenario produksi minyak lapangan Banyu-urip pada tabel III.1 diatas
mempergunakan data sumur P 90 karena dianggap paling mewakili kondisi lapangan
dan besaran angka produksi terendah. Hasil perlakuan simulasi reservoir dengan
mempergunakan ketentuan: faktor resiko sebesar 0,9, rock-fluid sistem oil wet,
Recovery Factor injeksi air 39.4% dengan pemakaian diameter tubing: 3-1/2, 4-1/2
27
dan 5-1/2 inchi menunjukan bahwa produksi minyak lapangan Banyuurip selama
umur lapangan bisa mencapai 352 MSTB dengan puncak produksi rata-rata selama
31 bulan sebesar 165.000 BPD. Apabila produksi awal dimulai tahun 2009 maka
puncak produksi minyak rata-rata terjadi pada tahun 2011 sampai dengan tahun 2012
dapat dilihat pada ilustrasi gambar III.2 terlampir.
III.3. Pembiayaan Proyek
Total pembiayaan proyek Plan Of Development (POD) tahap I lapangan Banyu-urip
selama umur lapangan diperkirakan mencapai US$ 2.795.600.000 yang terdiri dari
biaya Non recoverable cost, Capital Expenditures (CAPEX) dan Operational
Expenditures (CAPEX) yang terperinci sebagaimana berikut:
1. Non Recoverable Cost
Non Recoverable Cost berupa biaya sunk cost yang sudah dikeluarkan
kontraktor untuk kegiatan explorasi (seismic 3D, sumur explorasi dll) sejak
tahun 2000, besaran pengajuan biaya sunk cost oleh kontraktor sebesar $USD
372.000.000, besaran ini belum diaudit pihak pemerintah.
2. Capital Expenditure (CAPEX)
Capital Expenditures merupakan biaya yang dikeluarkan kontraktor untuk
pembangunan fasilitas Onshore gathering/ Processing, Export pipeline,
FSO/Mooring system, Drilling (Production drilling, Injection Drilling), CAPEX
yang diusulkan kontraktor sebesar US$ 1.200,000,000, disetujui oleh
pemerintah RI sebesar US $ 1.111.000.000, dengan rincian untuk biaya
pemboran sebesar US $ 273.000.000, biaya pembangunan fasilitas produksi
sebesar US $ 838.000.000 dan secara terperinci dapat dilihat pada tabel III.2
pada halaman berikutnya.
3) Operational Expenditures (OPEX)
Operational Expenditures (OPEX) merupakan estimasi biaya operasional dan
pemeliharaan selama umur lapangan, besaran biaya operational expenditures
mencapai besaran US$ 1.257.500.000 dan biaya perawatan sumur selama umur
lapangan (abandonment) sebesar US$ 55.100.000 dapat dilihat pada tabel III.3
pada halaman berikut.
28
Tabel III.2. Capital expenditures POD Tahap I Lapangan Banyuurip
OPERATIONAL EXPENDITURES YEAR OPERATION COST ABANDOMENT
TOTAL
s/d 2005 2006 15,400.00 - 30,800.00 2007 26,600.00 - 53,200.00 2008 30,000.00 - 60,000.00 2009 48,800.00 100 97,800.00 2010 76,600.00 6,900.00 167,000.00 2011 97,300.00 9,300.00 213,200.00 2012 100,300.00 9,300.00 219,200.00 2013 107,000.00 7,900.00 229,800.00 2014 106,000.00 5,700.00 223,400.00 2015 105,000.00 3,700.00 217,400.00 2016 89,000.00 2,600.00 183,200.00 2017 74,000.00 1,800.00 151,600.00 2018 60,900.00 1,400.00 124,600.00 2019 53,700.00 1,100.00 109,600.00 2020 45,400.00 1,000.00 92,800.00 2021 38,300.00 800 78,200.00 2022 34,300.00 700 70,000.00 2023 30,700.00 600 62,600.00 2024 27,700.00 500 56,400.00 2025 24,100.00 500 49,200.00 2026 23,400.00 400 47,600.00 2027 19,000.00 400 38,800.00 2028 17,000.00 300 34,600.00 2029 7,000.00 100 14,200.00
1,257,500.00 55,100.00 2,625,200.00
CAPEX PROGRAM USULAN DISETUJUI
KETERANGAN
Onshore gathering/ Processing 457,000 457,000 well pad, infrastructure and CPF waterflood
system basin, treating & distribution network
Export pipeline 90,000 89,000 99 km 20" NPS insulated onshore offshore pipeline from CPF to FSO FSO/ Mooring system 143,000 143,000 1,7 - 20 MB 1970s vintage converted FSO Project Management team 88,000 57,000 Management team Design Development 23,000 - Others 107,000 92,000 regulatory studies & community
Drilling 292,000 273,000 Cost tangible & intangible to drill & complete
- Production drilling 225.000 34 production well - Injection Drilling 67.000 Cost tangible & intangible to drill &complete 15 injection well
TOTAl 1,200,000 1,111,000
Tabel III.3. OPEX dan Abandonment POD Tahap I Lapangan Banyuurip
29
III. 4. Waktu Pelaksanaan
Jadwal kegiatan pembangunan pengembangan lapangan Banyu-urip dapat dilihat
pada gambar III.4 terlampir, secara garis besar dibagi menjadi tahapan perencanaan/
persiapan dan tahapan pembangunan yang meliputi kegiatan:
1. Tahapan perencanaaan pada kuartal ke-empat sampai dengan akhir kuartal ke-
dua tahun 2008 meliputi kegiatan pembuatan design, perijinan, pembebasan
tanah dan persiapan pembangunan.
2. Tahapan Pembagunan dimulai sekitar kuartal ke-tiga tahun 2008 sampai dengan
selesai sekitar kuartal I tahun 2012. Pembangunan fisik ini meliputi:
pembangunan CPF, jalur perpipaan, pengeboran sumur produksi dan
pengeboran sumur injeksi.
III.5. Perhitungan Ekonomi
Perhitungan keekonomian atas keikutsertaan BMUD Blora dalam program
Participating Interest (PI) pada proyek POD Tahap I Lapangan Banyu-urip blok
Cepu mempergunakan aturan dan ketentuan sistem pengelolaan blok Cepu secara
keseluruhan yang meliputi: ketentuan PSC, Joint Operating Agreement (JOA),
perjanjian Badan Kerjasama BUMD blok Cepu dan skenario pembiayaan
participating Interest (PI) oleh BUMD Blora.
III..5.1. Keekonomian Kontraktor
Perhitungan keekonomian proyek POD tahap I Lapangan Banyu-urip
mempergunakan ketentuan kontrak kerjasama (PSC) blok Cepu dari perhitungan
akan diketahui besaran bagi hasil antara pemerintah dengan kontraktor. Besaran bagi
hasil pihak kontrator akan dijadikan sebagai acuan untuk perhitungan keekonomian
program PI. Fiscal term PSC Blok Cepu adalah sebagai berikut:
1. PSC split for contractor after Tax 15% percent
2. FTP 20% percent
3. Investment Credit (terhadap tangible) 15.780% percent
4. Bagian kontraktor 26.786% percent
5. Bagian Pemerintah 73.214% percent
30
6. Max Cost Recovery 100% percent
7. Sunk Cost Repayment of Cost Recovery 100% percent
8. Gross DMO 25% percent
9. DMO fee 15% percent
10. Start of DMO 1 Year
11. Tax GoI 44% Percent
12. Depreciation Declining Balance (year) 5 Year
13. Discount Factor 10% Percent
Didalam perhitungan mempergunakan asumsi–asumsi sebagai berikut:
1. Mempergunakan skenario pengembangan lapangan Banyuurip sesuai dengan
POD Tahap I lapangan Banyu-urip yang telah dibahas diatas.
2. Harga minyak mentah (crude oil) mempergunakan harga minyak dunia pada
saat ini sebesar $ 100 / barrel
3. Intangible : tangible value mempergunakan 80 / 20 yang biasa dipakai untuk
pengeboran sumur dalam.
4. Biaya sunk cost dari mulai tahun 1996 s/d 2006 mempergunakan sebesaran US
$ 250.000.000 dengan anggapan bahwa nilai tersebut merupakan nilai hasil
audit dari nilai pengajuan sebesar US $ 372.000.000.
5. Jadwal pelaksanaan proyek sesuai dengan jadwal yang telah ditetapkan.
III.5.2. Keekonomian Program PI
Perhitungan keekonomian program Participating Interest (PI) bagian BUMD Blora
berdasarkan porsi bagi hasil kontraktor dan mempergunakan ketentuan perjanjian
Badan Kerjasama (BKS) BUMD Blok Cepu sebagai berikut :
1. Investasi adalah cash-call program Participating Interest (PI) sepanjang umur
PSC kepada BKS yang akan diteruskan ke BUMD Blora sebesar 2.1850%
2. Sunk cost dipotongkan dari bagi hasil BUMD Blora sebesar 2.1850% selama 5
tahun sejak produksi minyak mencapai puncak pada tahun 2011.
3. Biaya operasi BKS akan dipotongkan kepada setiap BUMD dan tidak
dimasukan dalam perhitungan.
31
III.5.3. Keekonomian Skenario Pembiayaan
Dari perhitungan keekonomian program Participating Interest (PI)- BUMD Blora
akan dijadikan dasar perhitungan keekonomian BUMD Blora dengan pihak ke II
dalam pembiayan cash call, hal ini dilakukan karena kemampuan finansial BUMD
Blora tidak mampu untuk membiayai program tersebut, dengan mempergunakan
ketentuan sebagai berikut :
1. Bagi hasil dengan pihak II didasarkan pada Net Profit atau Net Entitlement.
2. Interest dibayar dari proyek dengan interest SIBOR + 2% = (sekitar 7%).
3. Payback time (Break Event Point) didasarkan hitungan tahun.
4. Biaya Pre-operating expenditure sebesar US$ 100.000 dan komposisinya
berubah sesuai dengan porsi pembiayaan antara BUMD dan rekanan
5. Pembayaran pajak pendapatan tidak dimasukan dalam perhitungan karena
dibayarkan masing-masing pihak secara terpisah.
Skenario pembiayaan cash-call program Participating Interest (PI) oleh BUMD
Blora dengan melibatkan pihak ke II mempergunakan ketentuan–ketentuan sebagai
berikut :
1. Skenario Pembiayaan I
a. Porsi Pembiayaan
- Rekanan 100 %
- BUMD Blora 0 %
b. Pembagian Keuntungan
- Sebelum BEP
BUMD Blora (%) 34.00 %
Rekanan 66.00 %
- Setelah BEP
BUMD Blora 64.00 %
Rekanan 36.00 %
c. Ketentuan Lain
- Pre Operasional expenditures 100.000 US $
32
2. Skenario pembiayaan II
a. Porsi Pembiayaan
- Rekanan 75 %
- BUMD Blora 25 %
b. Pembagian Keuntungan
- Sebelum BEP
BUMD Blora 49.5 %
Rekanan 50.50 %
- Setelah BEP
BUMD Blora 27.00 %
Rekanan 73.00 %
c. Ketentuan Lain
- Pre Operasional expenditures 75.000 US $
3. Skenario pembiayaan III
a. Porsi Pembiayaan
- Rekanan 50 %
- BUMD Blora 50 %
b. Pembagian Keuntungan
- Sebelum BEP
BUMD Blora (%) 33.00 %
Rekanan (%) 67.00 %
- Setelah BEP
BUMD Blora (%) 18.00 %
Rekanan (%) 82.00 %
c. Ketentuan Lain
- Pre Operasional expenditures ($) 50.000 US $
4. Skenario IV
a. Porsi Pembiayaan
- Rekanan 25 %
- BUMD Blora 75 %
33
b. Pembagian Keuntungan
- Sebelum BEP
BUMD Blora (%) 16.5 %
Rekanan (%) 83.50 %
- Setelah BEP
BUMD Blora (%) 9.00 %
Rekanan (%) 91.00 %
c. Ketentuan Lain
- Pre Operasional expenditures ($) 25.000 US $
III.6. Ringkasan Indikator Keekonomian
Berdasarkan perhitungan keekonomian proyek POD Tahap I Lapangan Banyu-urip
dengan mempergunakan ketentuan dan asumsi diatas, ringkasan indikator ekonomi
sebagai berikut :
1. Indikator keekonomian Contraktor share
Net Cash Flow (000)$US 4,094,469.71
NPV @ 10% (000)$US 1,334,473.31
Contractor's IRR (%) 32.92%
POT (year) 4.87
PIR ($/$) 1.42
3. Indikator keekonomian program Participating Interest (PI) BUMD Blora.
Net Cash Flow (000)$US 85,094.16
NPV @ 10% (000)$US 35,386.27
IRR (%) 49.15%
POT (year) 4.71
PIR ($/$) 1.49
4. Indikator keekonomian program Participating Interest (PI) BUMD Blora yang
pembiayaannya melibatkan pihak ke II (rekanan) dengan berbagai skenario
pembiayaan dapat dilihat pada tabel III.4 terlampir.
34
Tabel.III .4. Ringkasan indikator ekonomi dengan PI berbagai skenario pembiayaan
INDIKATOR KEEKONOMIAN
Skenario I BUMD Blora Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US 54,955.30 28,164.83 NPV @ 10% (000)$US 25,389.00 8,769.88 Contractor's IRR (%) - 23.18%POT (year) - 5.35 PIR ($/$) - 0.70
Skenario II BUMD Blora Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US 59,211.31 23,895.58 NPV @ 10% (000)$US 26,300.94 7,848.90 Contractor's IRR (%) 89.54% 25.34%POT (year) 4.37 5.24 PIR ($/$) 1.84 0.88
Skenario III BUMD Blora Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US 65,207.74 17,886.05 NPV @ 10% (000)$US 28,007.94 6,132.96 Contractor's IRR (%) 62.38% 27.55%POT (year) 4.58 5.13 PIR ($/$) 1.51 1.10
Skenario IV BUMD Blora Pihak Rekanan
Net Cash Flow (000)$US 74,028.75 9,051.95 NPV @ 10% (000)$US 31,105.77 3,026.18 Contractor's IRR (%) 52.90% 27.09%POT (year) 4.69 5.06 PIR ($/$) 1.45 1.13
Gambar III.1. Peta Wilayah Kerja Pertambangan Blok Cepu
35
CENTRAL PROCESSING FACILITY (CPF)
• 185 kbd oil (165 kbd annual average)
• 295 kbd total liquid
• 200 kbd produced water
• 365 kbd water injection
• 124 Mscfd produced gas
• 50 Mscfd gas injection
PANJANG PIPA Di darat 77 km x 20’ Di Laut 23 km x 20’
EXPORTSYSTEM20” X-60 pipeline, insulated 2 Million bbl FSO (tanker
i
P. Jawa U
Gambar III.2. Central Processing Fasilities dan export pipeline blok Cepu
FSOFSO
S lCP
Shore
36
PROFIL PRODUKSI LAP BANYU URIP
0.0
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029Tahun
prod
uksi
(kbd
)
oil
gas
37 Gambar III.3. Profil produksi minyak lapangan Banyu urip
POD Approval
Full Field Development
FEED Update
EPC Bidding
Land Acquisition
Line Pipe
Field Facilities & Pipeline
Drilling
Early Production
Concept Selection
Engineering and ContractingProcurement &
Q3Q2Q1Q3 Q4 Q3Q2Q1Q4 Q3Q2Q1Q4 Q3Q2Q1Q42010 2011 2012
Q2Q1Q4Q3Q2Q1Q42006 2007 2008 2009
Construction
Sch Res.
Scp
BiddingFEED Update
EPC Bidding Process
Land / ROW
Prequal and Bidding
Engr / Proc / Construction / Pre-Comm / Commissioning
Studies
Eng. And Contracting
Facilities Procurement / Construction
Concept Selected
Approval
Potential Early Production Start
A4 A3 Development Wells
Target 1st Oil Range
CompleteFEED
Well Results
EPC Awards
Land Available
Fab/Coat and Delivery
ITT Package
POD Basis 1st Oil
MobEvaluation
Gambar III.4. Jadwal POD Tahap I Lapangan Banyuurip
38